авторефераты диссертаций БЕСПЛАТНАЯ БИБЛИОТЕКА РОССИИ

КОНФЕРЕНЦИИ, КНИГИ, ПОСОБИЯ, НАУЧНЫЕ ИЗДАНИЯ

<< ГЛАВНАЯ
АГРОИНЖЕНЕРИЯ
АСТРОНОМИЯ
БЕЗОПАСНОСТЬ
БИОЛОГИЯ
ЗЕМЛЯ
ИНФОРМАТИКА
ИСКУССТВОВЕДЕНИЕ
ИСТОРИЯ
КУЛЬТУРОЛОГИЯ
МАШИНОСТРОЕНИЕ
МЕДИЦИНА
МЕТАЛЛУРГИЯ
МЕХАНИКА
ПЕДАГОГИКА
ПОЛИТИКА
ПРИБОРОСТРОЕНИЕ
ПРОДОВОЛЬСТВИЕ
ПСИХОЛОГИЯ
РАДИОТЕХНИКА
СЕЛЬСКОЕ ХОЗЯЙСТВО
СОЦИОЛОГИЯ
СТРОИТЕЛЬСТВО
ТЕХНИЧЕСКИЕ НАУКИ
ТРАНСПОРТ
ФАРМАЦЕВТИКА
ФИЗИКА
ФИЗИОЛОГИЯ
ФИЛОЛОГИЯ
ФИЛОСОФИЯ
ХИМИЯ
ЭКОНОМИКА
ЭЛЕКТРОТЕХНИКА
ЭНЕРГЕТИКА
ЮРИСПРУДЕНЦИЯ
ЯЗЫКОЗНАНИЕ
РАЗНОЕ
КОНТАКТЫ


Pages:   || 2 | 3 | 4 | 5 |
-- [ Страница 1 ] --

К 100-летию ВИКТОРА ИВАНОВИЧА МУРАВЛЕНКО

24 декабря 2012 г. исполняется 100 лет со дня рождения одного из выдающихся организато-

ров нефтяной промышленности нашей страны — Муравленко Виктора

Ивановича, доктора тех-

нических наук, профессора, Героя Социалистического Труда, лауреата Ленинской и Государст-

венной премий, кавалера многих высших государственных наград.

В плеяде наиболее известных российских нефтяников, теоретически обосновавших и практи-

чески реализовавших открытие в пределах Западной Сибири — крупнейшей нефтегазонос ной провинции мира, В. И. Муравленко занимает одно из ведущих мест.

Его трудовая биография началась в 1930 году, когда В. И. Муравленко вместе с отцом прие хал в город Грозный, где стал работать мотористом «Грознефтеразведки». В 30-е годы советская молодежь устремилась в высшие учебные заведения. Осенью 1931 года В. И. Муравленко посту пает в Грозненский нефтяной институт. Здесь он учится сначала на горном, а затем на нефтепро мысловом факультете и с дипломом инженера по бурению нефтяных скважин в 1936 году на правляется на Апшеронский полуостров бурильщиком Лок-Батайской конторы бурения. Мурав ленко В. И. хорошо понимал, что теория приобретает огромную силу только в соединении с практикой. Молодой инженер встаёт рядовым бурильщиком к тяжелой лебедке. Тогда же Виктор Иванович становится буровым мастером. Он работает над увеличением числа оборотов ротора, под его руководством бурятся глубокие скважины на высоких скоростях. В этот период совет ские люди начинают создавать на территории между Волгой и Уралом «второе Баку».

В 1937 году В. И. Муравленко работает инженером по оборудованию на строящихся про мыслах треста «Сызраньнефть». Со многими трудностями пришлось столкнуться пионерам ос воения нового нефтеносного района.

Вскоре Муравленко назначают главным инженером, а затем директором конторы бурения.

Три года работы в тресте «Сызраньнефть» были для В. И. Муравленко хорошей школой. Руково дство бурением он сочетает с общественной и комсомольской работой.

В июне 1940 года на Дальнем Востоке организуется объединение «Дальнефть». Инженера направляют на о. Сахалин, в пос. Армудан, начальником нефтеразведки. В 1944 году его назна чили главным инженером треста «Дальнефтеразведка», а в 1945 — начальником отдела добычи и бурения Дальнефтекомбината. В 1946 году В. И. Муравленко отзывают на промыслы «второго Баку». Директор конторы бурения, управляющий трестом «Ставропольнефть», начальник объе динения «Куйбышевнефть», заместитель председателя Куйбышевского совнархоза, начальник управления нефтяной промышленности Средне-Волжского совнархоза — этапы послевоенного пути выдающегося нефтяника.

Его труд получил государственное признание. Он стал Героем Социалистического Труда, трижды кавалером ордена Ленина. Наиболее ярко организаторские способности Виктора Ивано вича, его талант крупного руководителя, политика, воспитателя и учёного проявились в Тюмен ской области, где он проработал начальником Главтюменнефтегаза 12 лет (1965–1977).

В первую очередь талант В. И. Муравленко как крупного организатора нефтяного производ ства проявился в подборе кадрового состава предприятий Главтюменнефтегаза и, прежде всего, их руководителей. Ф. Г. Аржанов, Г. С. Ли, П. П. Коровин, Н.Н. Кузьмин, Н. П. Дунаев, Н. П. Захарченко, В. В. Кореляков, Я. М. Каган, А. Н. Сабирзянов, Р. И. Кузоваткин, Ф. И. Мари чев, В. Л. Богданов, М. Н. Сафиуллин, В. М. Кудрин, Н. К. Праведников, И. И. Шидловский, В. А. Городилов и многие другие руководители прошли через его отеческие заботливые руки.

Громадный вклад В. И. Муравленко в развитие буровых работ Западной Сибири невозможно переоценить. Переход на наклонно направленное бурение, техническое переоснащение буровых бригад, постоянное организационное совершенствование буровых работ позволили выйти на небывалые объёмы бурения скважин.

Характерной особенностью Виктора Ивановича являлось его постоянное и творческое стрем ление к ускорению внедрения новейших достижений науки и техники в практику освоения и обустройства нефтяных месторождений.

Именно поэтому в период деятельности В. И. Муравленко большое ускорение в становлении и развитии получили Гипротюменнефтегаз (в настоящее время он носит его имя) и СибНИИНП.

По уровню проектных и научных разработок эти институты стали одними из лучших в отрасли.

Немало усилий В. И. Муравленко приложил для создания Тюменского индустриального ин ститута: он, как никто другой, понимал важность подготовки местных кадров нефтяников.

Имя В. И. Муравленко по праву стоит в ряду выдающихся организаторов отечественной нефтяной промышленности, таких как И. М. Губкин, Н. К. Байбаков, С. А. Оруджев, В. А. Дин ков, В. Д. Шашин.

Редколлегия журнала Известия высших учебных заведений. «Нефть и газ.»

Нефть и газ НЕФТЬ.

В. В. Нов ё ос лов.

Нефть и газ NEFT’ Published by Tyumen State Oil and Gas University since Editor-in-Chief V.V. Novoselov.

Нефть и газ Содержание Content Геология, поиски и разведка месторождений нефти и газа Geology, prospecting and exploration of oil and gas fields Матусевич В. М., Рыльков А. В.

Matusevich V. M., Ryl’kov A. V.

Механизм формирования ореолов рассеяния в системе породы – пластовые воды – залежи углеводородов Mechanism of formation of diffuse halation in the system rocks-reservoir waters-hydrocarbon deposits Губарьков А. А., Идрисов И. Р., Кириллов А. В., Кузьменко А. Н.

Gubarkov A. A., Idrisov I. R., Kirillov A.V., Kuzmenko A. N.

Мониторинг экзогенных геологических и геокриологических процессов на автодороге Южно-Русское – Береговое Monitoring of exogenous geological and geocryological processes on the highway Yuzno-Russkoye – Beregovoye Курчиков А. Р., Бородкин В. Н., Попов Ю. Л.

Kurchikov А. Р., Borodkin V. N., Popov Yu. L.

Сейсмогеологическое картирование сейсмофациальных комплексов неокома в пределах Пур-Тазовской нефтегазоносной области Seismic-and-geological mapping of Neocomian seismic-facial complexes within Pur-Tazovsk oil-and-gas bearing area Бурение скважин и разработка месторождений Drilling of wells and fields development Обиднов В. Б., Кустышев Д. А., Кустышев И. А., Агасандян В. Э.

Obidnov V. B., Kustyshev D. A., Kustyshev I. A., Agasandyan V. E.

Применение технологии жидкой обсадной колонны при капитальном ремонте и реконструкции скважин Application of liquid casing string technology at wells major repair and reconstruction in the fields of West Siberia Сорокин А. В., Сорокин В. Д., Сорокина М. Р.

Sorokin A. V., Sorokin V. D., Sorokina M. R.

Образование зон нефти с различными физико-химическими свойствами в процессе разработки залежи Formation of zones of oil with different physical and chemical characteristics in the process of the deposit development Сидоров М. Е., Светлакова С. В.

Sidorov M. E., Svetlakovа S. V.

Интегральный метод определения крайних положений хода штока на динамограмме The integral method of determination of the piston stroke limit positions on a diagram Катанов Ю. Е.

Katanov Yu. E.

Методика моделирования синтетических волновых полей по данным сейсморазведки по Z- и X-компонентам Method of modeling of synthetic wave fields based on the data of seismic prospecting on Z and X components Краснова Е. И.

Krasnova E. I.

Влияния конденсационной воды на фазовые превращения углеводородов на всех этапах разработки Influence of condensation water on the phase transformations of hydrocarbons at all stages of the deposit development Нефть и газ Паникаровский В. В., Паникаровский Е. В.

Panikarovski V. V., Panikarovski E. V.

Нарушение герметичности обсадных колонн Casing strings seal failure Рожкин М. Е.

Rozhkin M. E.

Анализ влияния закачки пара на работу добывающих скважин участка пермо-карбоновой залежи Усинского месторождения The analysis of influence of injection steam for exploitation wells in Usinsk oil field Коротенко В. А., Ягафаров А. К., Сумин А. Н.

Korotenko V. A., Yagapharov A. K., Sumin A. N.

Определение начального градиента давления по результатам гидродинамических исследований скважин Defining the initial pressure gradient based on the results of hydrodynamic studies of wells Солодовников А. О., Андреев О. В., Киселев К. В.

Solodovnikov A.O., Andreev O.V., Kiselev K.V.

Формирование червоточин кислотообразующими реагентами в модели карбонатного пласта Generation of wormholes by acid-forming reagents in the carbonate reservoir model Овчинников М. Н.

Ovchinnikov M. N.

О радиусе влияния при исследованиях пластов методом волн About the radius of influence in studies of reservoirs by pressure waves method Аптулин Д. В., Романов А. С.

Aptullin D. V., Romanov A. S.

Совершенствование разработки нефтегазовой залежи при реализации двухстороннего ППД закачкой воды и газа Improvement of oil and gas deposit development at realization of bilateral pressure maintenance by water and gas injection Проектирование, сооружение и эксплуатация систем трубопроводного транспорта Designing, construction and operation of pipeline transport system Тырылгин И. В., Шпилевой В. А., Земенков Ю. Д.

Tyrylguin I. V., Shpilevoy V. A., Zemenkov Yu. D.

Энергосбережение и энергоэффективность экономики, добычи, транспорта нефти и газа России Energy conservation and energy efficiency of oil and gas economy, production and pipeline transport in Russia Федорец А. А., Иванов А. В., Бакин П. Ю., Даутов Т. Р.

Fedorets А. A., Ivanov A.V., Backin P. Yu., Dautov T. R.

Метод детектирования пороговой концентрации ароматических углеводородов в триэтиленгликоле Method for detection of threshold concentration of aromatic hydrocarbons in triethylene glycol Хасанов Р. Р.

Khasanov R. R.

Радиосигнал как метод передачи данных в ходе обследования подземных объектов Radio signal as a method of data transfer in the course of underground facilities inspection Дедун А.А., Малюшин Н. А.

Dedun A. A., Malyushin N. A.

Определение эффективности строительства ветроэнергетической станции методом комплексной оценки Evaluation of the wind-power station construction efficiency using the integrated assessment method Нефть и газ Химия и технология переработки нефти и газа Chemistry and technology of oil and gas processing Агаев С. Г., Столбов А. А., Яковлев Н. С.

Agaev S. G., Stolbov A. A., Yakivlev N. S.

Влияние присадок на термоэлектрические свойства жирных спиртов Influence of additives on the thermoelectric properties of fat alcohols Рогалев М. С.

Rogalev M. S.

Обоснование и предложение по переводу блоков регенерации гликоля на азеотропную перегонку Substantiation and proposal on a conversion of glycol regeneration units to azeotropic distillation Финошенкова М. В., Магарил Р. З.

Finoshenkova M. V., Magaril R. Z.

Опыт работы установки каталитического реформинга сургутского завода стабилизации конденсата Experience of operation of catalytic reforming unit at the Surgut plant for condensate stabilization Машины, оборудование и обустройство промыслов Machinery, equipment and field construction Новиков В. Ф., Рышков В. А., Радченко А. В.

Novikov V.F., Ryshkov V. A., Radchenko A.V.

Влияние магнитного поля на скорость коррозии стали Magnetic field effect on steel corrosion rate Захаров Н. С., Абакумов Г. В., Елесин С. В., Кичигин С. Ю.

Zakharov N. S., Abakumov G. V., Elesin S. V., Kychyguin S. Yu.

Влияние квалификации рабочих на затраты при обслуживании и ремонте транспортно-технологических машин в нефтегазодобыче Workers qualification influence on transport-technological machines operating maintenance expenses Проблемы экологии нефтегазовых регионов Problems of petroleum regions environmental conditions Пермяков В. Н., Хайруллина Л. Б.

Permyakov V. N., Khairullinа L. B.

Диагностика локальной нагруженности нефтегазохимического оборудования хрупкими тензочувствительными покрытиями Diagnostics of petrochemical equipment local workload by fragile tense-sensitive coatings Шаповалова Е. А., Ганяев В. П., Латышева Т. И.

Shapovalova E. A., Ganyaev V. P., Latusheva T. I.

Извлечение лития и йода из геотермальных вод нефтегазовых месторождений Lithium and iodine extraction from geothermal waters of oil and gas fields Рефераты Abstracts Нефть и газ Геология, поиски и разведка месторождений нефти и газа УДК 556. МЕХАНИЗМ ФОРМИРОВАНИЯ ОРЕОЛОВ РАССЕЯНИЯ В СИСТЕМЕ ПОРОДЫ – ПЛАСТОВЫЕ ВОДЫ – ЗАЛЕЖИ УГЛЕВОДОРОДОВ MECHANISM OF FORMATION OF DIFFUSE HALATION IN THE SYSTEM ROCKS-RESERVOIR WATERS-HYDROCARBON DEPOSITS В. М. Матусевич, А. В. Рыльков V. M. Matusevich, A.V. Ryl’kov Тюменский государственный нефтегазовый университет, г.Тюмень Ключевые слова: водный ореол, прогноз нефтегазоносности, пластовые воды, залежи углеводородов Key words: aqueous halation, oil and gas content forecast. Reservoir waters, hydrocarbon deposits С середины 60-х годов прошлого столетия, ознаменовавшихся бурным развитием неф тегазовой геологии в нашей стране, начал формироваться вполне определенный методоло гический подход к разработке методов локального прогноза нефтегазоносности. Этот под ход основан на детальном изучении природной системы порода – вода – углеводороды.

Особенно плодотворным оказалось изучение водной составляющей данной системы. Почти во всех нефтегазоносных бассейнах (НГБ) нашей страны (да и всего мира) наиболее досто верные данные по водной составляющей системы получены на самом первом этапе освое ния регионов, то есть когда техногенный фактор еще не оказывал такого сильного влияния на характер взаимодействия составляющих природной системы, как в настоящее время в связи с формированием систем поддержания пластового давления, то есть при нагнетании «чужеродной» воды в продуктивные пласты. Имеется значительный фактический материал, доказывающий несовместимость поверхностных и пластовых вод, что привело к искаже нию природного геохимического облика подземных вод и соответственно оказало влияние на систему порода — вода, в которой происходит более активное протекание процессов окисления компонентов пород и вод при их контакте. Это приводит к изменению состав ляющих природной системы, следовательно, снижается достоверность прогнозных реше ний. Данное обстоятельство заставило нас произвести определенное переосмысление «ста рой», но более надежной информации применительно к решению теоретических и приклад ных проблем, поскольку тот материал (анализы вод) повторить уже невозможно.

Новации методологии при изучении Западно-Сибирского мегабассейна (ЗСМБ) выра жаются также в переходе на геодинамические позиции, плодотворно развиваемые в послед ние десятилетия в нефтегазовой геологии (классификация природных водонапорных систем НГБ, учение о геофлюидальных системах, формирование динамически напряженных зон и др.) [1,2,3].

В иерархии геофлюидальных систем [2] отдельные пластовые резервуары могут рас сматриваться как микрофлюидальные или протомикроподсистемы. Именно они содержат скопления углеводородов (УВ) различного фазового состояния и именно в этих объектах должно рассматриваться взаимодействие составляющих единой системы порода – вода – нефть (газ). Опыт изучения геохимии и гидрогеологии нефтегазоносных бассейнов показы вает, что важным методологическим принципом является изучение ореолов рассеяния раз личных компонентов УВ и связанной с ними зоны восстановления (ЗВ) горных пород. При этом пластовые воды (ПВ) характеризуются значительным преимуществом, так как их про бы отбираются во всех (или почти во всех) пробуренных скважинах с проведением в них испытаний в наиболее интересных интервалах разреза. В 70–80-е годы в Западной Сибири Главтюменьгеология бурила по 750–850 поисково-разведочных скважин ежегодно. Около половины из них оказывались непродуктивными (вместо притоков нефти или газа в них получали притоки воды или притоков не было). В этом случае положительным моментом следует считать получение очень ценной информации по пластовым водам. Изучение по следних в свете теории рассеяния и концентрации компонентов в системе залежи – горные породы – пластовые воды повсеместно проводилось в годы бурного развития нефтегазовой Нефть и газ геологии в СССР (60–80-е годы). Авторы настоящей работы принимали активное участие в этом и обладают опытом организации и проведения полевых и лабораторно экспериментальных исследований. Накопленный материал по характеристике ореолов рас сеяния УВ и не УВ компонентов залежей позволяет разрабатывать рекомендации научно теоретического и прикладного характера.

Нам представляется целесообразным рассмотреть эту проблему в дедуктивном варианте (от общего к частному).

Первый вопрос: существуют ли различия между характеристиками горных пород с раз личным наполнением — нефтегазоносными или водоносными породами (табл.1).

Таблица Литологические показатели песчаных пород нефтеносных и водоносных отложений неокома Среднего Приобья Литологические показатели (содержание компонентов, %) Породы Пор. ном.

с различным Пелити характером Полевые Регенирация зация Кварц Биотит Карбонаты насыщения шпаты кварца полевых шпатов Нефтенасыщенные 1 песчаники с глини- 27,8 41,1 2,2 56,5 78,9 1, стым цементом То же, с карбонатным 2 26,8 40,2 2,3 45,7 48,9 26, цементом Водонасыщенные песчаники 3 33,4 33,8 5,4 61,3 91,5 1, с глинистым цементом То же, с карбонатным 4 30,8 49,1 1,2 54,3 68,9 31, цементом Примечание. Средние характеристики рассчитаны по массиву аналитических данных, полученных в отчете геохимии ЗапСибНИГНИ (общее число анализов — 2455).

Данные (см. табл.1) указывают на наличие вполне заметных различий в формировании облика пород в зависимости от характера их флюидонасыщения, особенно в облике нефте газонасыщенных и водонасыщенных пород по минералогическим формам железа — весьма чуткого индикатора геохимических обстановок в геологических средах. Для иллюстрации этих особенностей в табл. 2 приведены материалы по нижнемеловым отложениям цен тральных и северных районов ЗСМБ (Сургутский, Вартовский, Салымский, Уренгойский, Губский, Тазовский нефтегазоносные районы). Видно (см. табл. 2), что если по аутигенному железу различия между нефтеносными и водоносными отложениями фиксируется лишь на уровне тенденции (преобладание в водоносных), то по окисным и закисным его формам, а также железу пиритному, различия выступают уже в виде четких закономерностей: во всех стратиграфических интервалах разреза окисные формы преобладают в водоносных, а за кисные — в нефтеносных отложениях. Отмеченное не является специфической чертой За падно-Сибирских территорий, а прослеживается и в других нефтегазоносных бассейнах мира. Таким образом, можно считать, что по литологическим и литогеохимическим пара метрам продуктивные отложения достаточно четко и однозначно отличаются от водонос ных отложений. Главное отличие заключается в распределении форм железа, в большей степени окисленности среды в водоносных пластах, что можно однозначно связывать с процессами взаимодействия в системе порода – вода – углеводороды. Имеющиеся материа лы указывают на существование различий не только между нефтенасыщенными и водона сыщенными, но и между нефте- и газонасыщенными породами. При их сравнении преиму щественно газоносные отложения верхнего мела и нефтеносные породы юрско Нефть и газ нижнемелового возраста в зоне Среднее Приобье — Север региона различаются по основ ным формам железа: а) север региона: Feокисн = 0,05 – 0,5%;

Feзакисн.= 1,1 – 1,3%;

Feпиритн = 1,0 – 1,5%;

б) центральные районы: Feокисн. = 0,03 – 0,3%;

Feзакисн. = 1,2 – 1,5%;

Feпиритн = 1,2 – 2,0%. Это различие, прежде всего, указывает на различную интенсивность процессов взаимодействия составляющих природной равновесной динамической системы в зависимости от характера насыщающих флюидов: степень окисленности среды возрастает в ряду нефтенасыщенные – газонасыщенные – водонасыщенные породы. Таким образом, более массовые по объему гидрогеохимические показатели и большая представительность каждой водной пробы по сравнению с образцами пород, ставят гидрогеохимический анализ в разряд наиболее эффективных.

Таблица Распределение форм железа в нефтегазоносных и водоносных отложениях Среднего Приобья и Севера Западной Сибири Характер Содержание, % вес Возраст и литология насыщения Отношение отложений (свиты, (Н-нефтенас., Feзак/Feокисн Feаут. Feокисн. Feзакисн. Feпиритн пачки, пласты) В-водонас.) Н 3,60 0,13 2,20 1,33 16, Кузнецовская свита (турон),песчаники, алевролиты В 3,45 0,41 1,70 0,49 4, Покурская свита Н 3,90 0,15 3,50 0,28 23, (альт-альб-сено ман), песчаники, В 3,80 0,28 3,40 0,17 12, алевролиты Н 3,50 0,22 3,40 0,30 15, Алымская свита (апт), алевролиты глинистые В 4,10 0,51 3,15 0,20 6, Н 2,85 0,08 2,90 0,18 36, Валонжин-готерив, пимская пачка, песчаники глинистые В 3,10 0,32 1,75 0,06 5, Валанжин, Н 2,75 0,12 3,601,75 0,20 30, чеускинская пачка, пласты БС8 – БС10 и их аналоги, глинистые В 3,45 0,53 0,05 3, песчаники Примечание. Таблица составлена по данным 1430 анализов образцов пород.

Эти различия в облике геохимических объектов (пластов, резервуаров) находят свое ло гическое объяснение в рамках уже упомянутой выше теории рассеяния. Прежде всего, об ращает внимание определенное сходство формирования водных ореолов рассеяния различ ных компонентов углеводородных залежей (органических и органоминеральных) и зон вос становления горных пород с такого рода процессами в рудных месторождениях зоны гипер генеза. Сказывается природный закон подобия рудных месторождений зоны гипергенеза (образование водных потоков рассеяния и зон окисления) и нефтегазовых залежей — ре ликтов зоны катагенеза (формирование водных ореолов в приконтурных частях залежей и зон восстановления, характеризующихся повышенным содержанием восстановленных форм железа и серы в покрышках над нефтеносными пластами и в самих нефтеносных пла стах по сравнению с соответствующими объектами законтурной зоны). Этот вопрос нами детально изучался на примере Усть-Балыкского и Мегионского месторождений нефти (рис.1).

Зона восстановления формируется под влиянием УВ, проникающих из залежей в по крышки в результате геохимического рассеяния в вертикальном и латеральном направлени ях. При этом следы вертикального рассеяния по особенностям состава глинистых покрышек устанавливаются лишь в пределах контура нефтегазоносности;

глинистые покрышки за Нефть и газ контуром нефтеносности продуктивных пластов значимо не отличаются от покрышек над водоносными пластами [1].

Рис.1. Изменение содержания бензола и микроэлементов в водах при удалении от ВНК Подобная картина наблюдается и на других месторождениях нефти Западной Сибири (рис. 2).

Рис. 2. Схема положения зон восстановления и водного ореола рассеяния вблизи залежи нефти В проницаемых продуктивных пластах по мере удаления от ВНК в нефтеносную и во доносную части отмечается закономерное уменьшение закисных минералогических форм железа, на расстоянии 500–700 м по латерали. Область повышенных концентраций закисно го железа представляет не что иное как зону восстановления, обусловленную вторичными процессами взаимодействия УВ с минеральной частью осадочных пород и приводящими к повышению степени восстановленности подземных вод. Водный ореол рассеяния как бы сопровождает зону восстановления пород (см. рис. 2). Наличие водных ореолов рассеяния, зоны восстановления и характер их проявления свидетельствуют о том, что они возникают в результате частичного разрушения залежей нефти. В отличие от динамичных водных по токов рассеяния рудных месторождений водные ореолы нефтяных залежей более стабиль Нефть и газ ны, так как имеют фильтрационно-диффузионную природу с преобладанием диффузионных процессов. Недостаточность данных по величинам коэффициентов диффузии для воднорас творенных веществ и отсутствие экспериментальных результатов позволяют произвести лишь самую ориентировочную оценку масштабов массопереноса из залежей нефти в вод ную фазу фильтрационным или диффузионным путем. Однако имеющиеся факты дают возможность на современном уровне изучения геохимии подземных вод отдать большее предпочтение диффузионной природе ореолов. В частности, исследованиями глубинных проб и специальными расчетами фазового равновесия в системе нефть-вода, проведенными Т. Д. Островской, установлено, что в условиях месторождений Среднего Приобья наблю даются близкие значения величин общей упругости воднорастворенных газов вблизи кон тура залежей и давлений насыщения нефтей в залежах. Аналогичные данные получены Ю. П. Гаттенбергером [4], которым сделан вывод о ненарушенном фазовом равновесии и, соответственно, весьма низких скоростях движения подземных вод. Максимальные гради енты напора подземных вод здесь составляют 110-4 – 610-5 и меньше, то есть расчет ско ростей по уравнению Дарси не является корректным. Исходя из представлений о воде, как о неньютоновской или бингамовской (вязкопластичной) жидкости, многие авторы считают, что при малых градиентах фильтрация воды прекращается раньше, чем градиент достигает нуля. Данные, приведенные в табл. 3, показывают крайне низкие градиенты давления газа на значительном расстоянии от контура нефтеносности. Даже при удалении от ВНК на 6 км величина отношения упругости водорастворенного газа (Рнас.) к его давлению в залежи (Рзал.) еще очень высока и составляет 0,75. Это также указывает на бесконечно малые ве личины скоростей фильтрации подземных вод. Порядок этих величин можно оценить, ис ходя из допущения диффузионной природы газовых ореолов рассеяния, используя формулу П. Л. Антонова [5], c D ln 2, (1) x2 x1 c где — скорость движения воды;

D — коэффициент диффузии газа в воде, равный для метана 3,310-6 см2/с ;

х2 и х1 — расстояние от контура залежи до точек, в которых концен трации водорастворенного газа составляют соответственно с2 и с1.

Таблица Изменение упругости водорастворенных газов на различном удалении от ВНК Возраст Расстояние от Рнас., Месторождение отложений Рнас / Рзал ВНК,м МПа (пласт) ВНК 8,5 – Толумское Юра 650 8,5 – ВНК 8,5 0, Усть-Балыкское Неоком (БС1) 250 8,0 0, Неоком ВНК 12,0 1, Северо-Покурское (БВ8) 6000 9,0 0, Неоком ВНК 12,3 1, Мегионское (БВ8) 400 11,0 0, Неоком ВНК 9,0 1, Самотлорское (АВ1-2) 2000 7,2 0, Подставляя в формулу (1) данные (см. табл. 3), получим значения скоростей: для Усть Балыкского месторождения — 310-6 см/год, Мегионского — 2,610-6см/год, Северо Покурского — 510-7см2, что на 2–3 порядка ниже скоростей, рассчитанных аналитическим способом А. Е. Гуревичем [6]. А. Д. Резник, Г. Д. Гинсбург, Ю. П. Гаттенбергер и др. на основании гидродинамических исследований пришли к выводу, что движения пластовых вод под действием сил тяжести не происходит, а кратковременное движение может иметь место при перераспределении напоров в результате неотектонических подвижек по дина мически напряженным зонам литосферы и по ряду других причин. Ю. П. Гаттенбергером, В. П. Дьяконовым и Н. П. Уточкиной [7] после детальных и весьма корректных исследова ний гидрогеологического поля в Среднеобском районе не установлено наличие «тылового»

и «лобового» эффектов газовых ореолов, которые проявляются только при движении под земных вод. Проявление этих эффектов не прослеживается и по нашим данным. Что же Нефть и газ касается наклонных ВНК на ряде нефтяных месторождений Западной Сибири, то Ю. П. Гаттенбергер [4] объяснил их природу не гидродинамическим фактором, а различием плотностей нефти по площади залежи.

Отмеченные выше факты позволяют считать, что на современном этапе развития Запад но-Сибирского мегабассейна скорости фильтрации в его погруженной части характеризу ются ничтожно малыми величинами даже в геологическом времени, а фильтрация подзем ных вод по существу не имеет места. Основные масштабы массопереноса вещества и, в частности, формирование водных ореолов рассеяния вблизи нефтегазовых залежей связаны с процессами диффузии.

Направленный диффузионный поток вещества может быть вызван приложением гради ентов параметров составляющих гидрогеологического поля (гравитационного, концентра ционного, гидрогеотермического, магнитного, электрического и др.), вносящих различный вклад в результирующую составляющую, каковой является концентрация вещества в сис теме порода – вода – углеводороды. Нефть представляет положительную аномалию боль шинства компонентов по отношению к приконтурным и особенно законтурным водам, в которых происходит уменьшение их концентрации в направлении от ВНК в водоносную часть пласта (см. рис. 1, 2). Однако формирование зоны восстановления вблизи залежей обусловливает и некоторое перераспределение электрического поля, что нами зафиксиро вано по увеличению абсолютной (отрицательной) величины окислительно восстановительного потенциала в направлении залежи. Градиент Еh в общем невелик и составляет на расстоянии 1 км от залежи 10–20 мВ. Поскольку градиент электрического поля обусловлен градиентом концентрации, который во много раз превышает первый, рас смотрим некоторые факты, связанные с концентрационной диффузией вещества из нефти в пластовые воды.

Как известно, процесс концентрационной диффузии описывается, согласно закону Фи ка, следующим уравнением:

dc dQ DS dt, (2) dx где dQ — количество вещества, диффундирующее за время dt;

S — площадь, через кото рую проходит диффузия ( с учетом порового пространства пород);

D — коэффициент диф dc 1.

фузии в направлении Х при градиенте концентрации С, равном 1, то есть при dx Таким образом, чем выше градиент концентрации, тем выше скорость диффузии, соот ветственно, на большее расстояние диффундирует вещество.

Рассмотрение характера водных ореолов рассеяния микроэлементов (см. рис. 1) показы вает, что на Усть-Балыкском месторождении падение концентраций до фоновых значений происходит на расстоянии всего 100–200 м от ВНК, в то время как на Мегионском эти рас стояния увеличиваются до 250–500 м. При этом во втором случае содержание микроэле ментов в водах приконтурной зоны соответственно в несколько раз выше. Из формулы (2) следует также, что дальность диффузии прямо пропорциональна времени.

Одним из фактов, указывающих на преимущественно диффузионную природу рассея ния, является довольно четкая дифференциация размеров водных ореолов различных ком понентов в зависимости от их диффузионной подвижности (проницаемости). Так, размеры ореолов водорастворенных газов, как наиболее подвижных компонентов, составляют 1000–2000 м;

воднорастворенные органические вещества образуют водные ореолы разме рами от 200–700 м (бензол) до 1000–2000 м (органические кислоты, фенолы) и, наконец, содержание микроэлементов снижается до фонового уже на расстоянии 100–300 м. Среди прочих факторов размеры ореолов во многом определяются временем формирования (воз раст) ореолов, что следует из формулы (3), и факторами, контролирующими физико химические свойства нефтей в залежах.

Для оценки времени формирования водных ореолов рассеяния нами использованы кон центрации в водах бензола, наиболее устойчивого в пластовых условиях к различным раз рушающим агентам и к сорбционным процессам, а также имеющего очень узкие пределы вариации содержания в водах, что и позволяет использовать его для различных количест венных оценок. Для оценки времени формирования водных ореолов рассеяния бензола и, соответственно, скорости его диффузии воспользуемся приведенным выше уравнением (2).

Нефть и газ Результаты расчетов по этому уравнению, приведенные в табл. 4, показывают значитель ную дифференциацию «возраста» водных ореолов рассеяния на примере четырех изучен ных нефтяных месторождений, который варьирует от верхнемелового (Усть-Балык) до верхнечетвертичного (Новый порт). На основании палеоструктурного анализа и изучения эпигенетических процессов в осадочном чехле Западно-Сибирской синеклизы (Г. Н. Перо зио, Н. Х. Кулахметов, Г. Э. Прозорович, М. Я. Рудкевич, И. Н. Ушатинский, О. Г. Зарипов и др.) возраст нефтяных залежей Сургутского и Шаимского районов оценивается как палео геновый, Нижневартовского – палеоген – неогеновый, а северных районов – неоген – чет вертичный. Сравнение этих данных с данными (см. табл. 4) показывает некоторое соответ ствие возраста залежей возрасту ореолов, однако, последние (за исключением Усть Балыкского) — намного моложе.

Таблица - Оценка времени формирования ореолов бензола (D = 1·10 см/с) на примере нефтяных месторождений Западной Сибири Месторождение Характеристика Усть-Балыкcкое Мегионское Трехозерное Ново-портовское Возраст, пласт БС1 БВ8 J1+3 K1V1+ Размер водного ореола, 600 200 700 102см Среднее содержание бензола 1,0 1,5 0,5 1, в ореоле, мг/л Градиент концентрации бензола в ореольной зоне, 1,6 15 1,0 dc ), 10-7мг/см ( dx Общее количество бензола 176 13 12 в ореоле, 109мг 10 Площадь ореола, 10 см 80 20 24 Время формирования 55 1,5 3,0 0, ареола, млн лет Индекс возраста ореола К2 – Рg1 N2 – Q1 N2 Q1 – Q Скорость диффузии, -4 -3 - 3·10- 1·10 1,3·10 2,3· см/год Примечание. D – коэффициент диффузии бензола, см/с.

Это может быть обусловлено тем, что начало формирования водных ореолов характери зует не время прихода нефти в ловушку, а современный этап существования залежей со времени последних тектонических подвижек, приведших к формированию нового геохими ческого и термодинамического равновесия в системе залежи УВ – пластовые воды в зоне современных ВНК. В частности, Ю. В. Щепеткиным [8] показано наличие нескольких па леоконтактов (палеоуровней) нефть – вода, что свидетельствует о неодноэтапном заполне нии ловушек нефтью. В результате неоднократных тектонических подвижек происходило резкое нарушение равновесия, приводившее к кратковременному, но достаточно интенсив ному движению флюидов, причем не только в латеральном, но и в вертикальном направле нии по динамически напряженным зонам с флюидопроводящими трещинами. Именно в эти короткие по времени периоды активизировался и гидродинамический режим, в результате чего сформировавшиеся водные ореолы вблизи залежи разрушались. В настоящее время происходит очередное формирование равновесия и водных ореолов рассеяния нефтяных залежей. Таким образом, «возраст» ореолов (см. табл. 4) указывает на ближайшие к совре менному этапу тектонические подвижки.

Основными процессами, приводящими к обогащению приконтурных вод микрокомпо нентами, следует считать растворение и выщелачивание углеводородных и неуглеводород ных составляющих нефтей и пород в зоне восстановления. Однако геохимическое рассея ние в условиях погруженной части ЗСМБ может привести к существенному изменению физико-химических свойств нефтей, главным образом, в небольших по размерам залежах. В Нефть и газ крупных залежах процессы рассеяния в состоянии значительно изменить (ухудшить) каче ство нефтей лишь в узкой приконтактной зоне. Что касается химико-биологического раз рушения залежей, то в ЗСМБ ореольная зона характеризуется низкой активностью микро флоры.

Все вышеизложенное должно учитываться при разработке подходов к проблеме повы шения эффективности геолого-разведочных работ на нефть и газ. Особенно важным в этом вопросе является повышение достоверности локального прогноза нефтегазоносности, где гидрогеохимические материалы (водные ореолы рассеяния!) играет первостепенную роль в силу высокой информативности.

Список литературы 1. Матусевич В. М. Геохимия подземных вод Западно-Сибирского нефтегазоносного бассейна. – М.: Недра, 1976. – 156с.

2. Матусевич В. М., Рыльков А. В., Ушатинский И. Н. Геофлюидальные системы и проблемы нефтегазоносности Западно-Сибирского мегабассейна. – Тюмень: ТюмГНГУ, 2005. – 225 с.

3. Радченко А. В., Матусевич В. М., Курчиков А. Р. Динамически напряженные зоны литосферы в решении про блем геологи нефти и газа. – Тюмень: ОАО «Тюменский дом печати», 2011. – 254 с.

4. Гаттенбергер Ю. П. Влияние изменений плотности нефти на положение водоносного контакта и смещение за лежей. – Геология нефти и газа, 1972, №9. – С.12–17.

5. Антопов П. Л. Дальность и продолжительность диффузии газов из залежей в законтурные воды. – Газовая промышленность, 1963, №9. – С.1–6.

6. Гуревич А. Е. О скоростях фильтрации подземных вод.// – Сов. геол., - 1967, - №12. – С. 73–79.

7. Гаттенбергер Ю. П., Дьяконов В. П., Уточкина Н. П. Гидрогеохимические условия нефтеносности среднеоб ского района Западной Сибири. – М.: Недра, 1970. – 184 с.

8. Щепеткин Ю. В. О карбонатной цементации пород в зонах водонефтяных контактов. Труды ЗапСибНИГНИ, 1969 вып.34. – С.170–183.

Сведения об авторах.

Матусевич Владимир Михайлович, д.г.-м.н., профессор кафедры геологии месторождений нефти и газа ТюмГНГУ, тел.8(3452)44-43- Рыльков Александр Владимирович, к. г.- м.н., член-корреспондент РАЕН, зам. директора по научной работе ЗапСибИПГНГ, профессор, Тюменский государственный нефтегазовый университет, г.Тюмень, тел.:8(3452) Matusevich V. M., Doctor of Sciences in Mineralogy and Geology, professor of the Chair of oil and gas fields geology, Tyumen State Oil and` Gas University, phone: 8(3452)44-43- Ryl’kov A. V., Candidate of Sciences in Geology and Mineralogy, deputy head in scientific work of ZabSibIPGNG, professor of Tyumen State Oil and Gas University, phone: 8(3452) УДК 550.8/625. МОНИТОРИНГ ЭКЗОГЕННЫХ ГЕОЛОГИЧЕСКИХ И ГЕОКРИОЛОГИЧЕСКИХ ПРОЦЕССОВ НА АВТОДОРОГЕ ЮЖНО-РУССКОЕ – БЕРЕГОВОЕ MONITORING OF EXOGENOUS GEOLOGICAL AND GEOCRYOLOGICAL PROCESSES ON THE HIGHWAY YUZNO-RUSSKOYE – BEREGOVOYE А. А. Губарьков, И. Р. Идрисов, А. В. Кириллов, А. Н. Кузьменко A. A. Gubarkov, I. R. Idrisov, A. V. Kirillov, A. N. Kuzmenko Тюменский государственный нефтегазовый университет, ЗАО «Научно-производственный центр «СибГео», г.Тюмень Ключевые слова: автомобильная дорога, многолетнемерзлые породы, противоэрозионные мероприятия Key words: automobile road, permafrost, anti-erosion measures Изыскания, проектирование и строительство автомобильных дорог на многолетнемерзлых грунтах (ММГ) предусматривают учет геокриологических условий. В связи с неблагоприят ным воздействием экзогенных геологических процессов (ЭГП), происходит усложнение усло вий строительства и эксплуатации дорог. Строительство на ММГ относится к наиболее слож ным (III и IV) категориям [1, 2]. Запрещается проектировать выемки и полувыемки на неус тойчивых косогорах, сложенных грунтами III и IV категорий, по термопросадочности во избежание образования оплывин, оползней, солифлюкционных процессов и термокарсто вых явлений. При проектировании мостов и труб рекомендуется разрабатывать и устанав ливать водоотводные устройства, обеспечивающие устранение подпора скапливающейся атмосферной воды с верховой стороны сооружения, особенно, в местах расположения труб на льдонасыщенных грунтах в руслах водотоков [1].

Нефть и газ Широкое развитие неблагоприятных и опасных ЭГП предусматривает регулярное прове дение мониторинга, по результатам которого рассматриваются основные или дополнительные мероприятия, разрабатываются проекты и устанавливаются специальные конструкции, пре дотвращающие или устраняющие ЭГП. В зависимости от типа водного объекта предусмат риваются различные виды конструкций, предотвращающие их неблагоприятное воздейст вие.

Водопропускные, водоотводные и дренажные сооружения. Водоотводные канавы и дренажи, как правило, устраиваются в летне-осеннее время. Для этого проектируются водо отводные сооружения, устраняющие подтопление дождевыми и талыми водами различного рода объектов строительства [1]. На болотах, где поверхностный сток определить затрудни тельно, во избежание длительного подпора воды и заболачивания сухих участков местно сти, малые искусственные сооружения устанавливают без расчета, располагая через 300–500 м одно от другого, но не менее одного на пересекаемое болото. Эти мероприятия также предотвращают склоновые процессы, гибель леса, кустарника, являющиеся следстви ем затопления и подтопления территорий. Защиту автомобильной дороги от возникновения оврагов, оползней, размыва водными потоками предусматривают в комплексе защитных мероприятий, намечаемых с помощью специальных насаждений в сочетании с рядом гео технических инженерных мероприятий.

Для укрепления откосов следует применять слои из торфа и торфопесчаных смесей с за севом трав, грунты, укрепленные вяжущими (цемент и нефть), геотекстиль, сборные решет чатые конструкции, бетонные плиты и другие конструкции, предусматриваемые соответст вующими нормативными документами типовых конструкций [3]. При назначении конст рукции укрепления откоса необходимо учитывать особенности природных условий региона строительства, наличие местных материалов, условия подтопления откоса. Принимаемая конструкция укрепления должна обеспечивать защиту поверхности откоса от эрозии в пе риод строительства и при эксплуатации дороги, обеспечивая минимум затрат на содержа ние.

Существует множество способов укрепления откосов с применением разнообразных ма териалов. Одним из наиболее распространенных и наиболее перспективных материалов, применяемых в Западной Сибири, являются объемные георешетки, представляющие пакет из полимерных лент, скрепленных между собой посредством сварных швов таким образом, что при растяжении в поперечном направлении они образуют сотовую структуру [2]. Для объектов, строящихся на севере Западной Сибири, очень важным свойством георешеток является их морозостойкость. Эти свойства георешетки доказали в течение более 30 лет эксплуатации автомобильных дорог на Аляске [3]. С учетом положительного зарубежного опыта, в 2000–2001 гг. осуществлено строительство дорог на Заполярном газовом месторо ждении с использованием георешеток. Откосы были укреплены при помощи георешеток, заполненных торфопесчаной смесью, а кюветы и обочины — при помощи георешеток со щебнем. Опыт применения георешеток показывает, что они успешно стабилизируют ополз невые и эрозионные процессы, возникающие в результате сезонных процессов промерза ния-оттаивания грунтов [4].

Мостовые переходы и трубы. Применение труб на постоянно действующих или скры тых водотоках может допускаться только в случаях, когда предусматриваются специальные противоналедные мероприятия. На постоянно действующих и скрытых водотоках преду сматриваются мосты или сооружения незамкнутого поперечного сечения, не нарушающие тепловодного режима водотока и обеспечивающие безнапорный режим протекания воды.

При проектировании переходов на периодических (перемерзающих) водотоках с расчетным расходом до 30 м3/с могут применяться трубы из гофрированного металла диаметром не менее 1,5 м и стальные трубы диаметром 1,42 м, а в отдельных случаях диаметром 1,22 м.

Основные сведения о геокриологических условиях и распространении ЭГП района иссле дований, включая криогенные процессы, приводятся в монографиях [5, 6]. Автодорога Юж но-Русское — Береговое проложена в Пур-Тазовской геокриологической области [5]. Об следованный участок газопровода расположен в зоне сплошного распространения много летнемерзлых пород (ММП), температура которых составляет -4…-2°С. По степени увлаж нения или дренированности, которые во многом определяют типы ЭГП, вся территория исследований МГ делится на западную и восточную части. Восточная часть обследованной территории МГ более увлажнена, заболочена, подвержена затоплению в весеннее время и подтоплению в межень летом и осенью. Также в восточной части расположено большое количество озер термокарстового происхождения. Западный участок в большей Нефть и газ степени расчленен овражно-балочной сетью, малыми и средними реками и в меньшей степени, чем восточный, подвержен заболачиванию и термокарсту.

Для смежных с исследуемой территорией геокриологических областей имеются практи ческие и теоретические разработки, свидетельствующие о влиянии ЭГП при техногенных нарушениях, при освоении месторождений на геотехнические системы и прилегающие к ним природные комплексы. Установлено, что основными ЭГП при освоении на равнинных, слабодренированных территориях являются термокарст и пучение, то есть криогенные про цессы, а также заболачивание [7]. На пересеченной местности, со значительными уклонами и длиной склонов, с залегающими с поверхности песчаными и супесчаными грунтами, ак тивно развивается эрозия и термоэрозия [8].

Наземные наблюдения, проведенные в 2004–2009 гг., и материалы аэрофотосъемки, вы полненной в 2008 г., показали, что в естественных условиях в районе исследований развиты следующие экзогенные геологические и геокриологические процессы: сезонное и много летнее пучение, термокарст, заболачивание, русловые процессы. Большинство ЭГП имеют весьма небольшую активность. В период проведения мониторинга в 2009 г. активных про цессов с разрывами почвенно-растительного покрова в естественных природных условиях зафиксировано не было.

Слабое проявление склоновых и эрозионных процессов в естественных природных ус ловиях Южно-Русского месторождения происходит вследствие широкого распространения лесов, надежно защищающих поверхность грунтов хорошо развитым многоярусным, и главное, травяным, моховым, лишайниковыми покровами с мощной подстилкой или торфя ным слоем.

Сложные геокриологические условия характеризуются на уровне широтной зонально сти сплошным распространением ММП. На региональном уровне ММП прерываются сквозными и несквозными таликами по площади и обладают двухслойным строением в разрезе. На локальном уровне в зависимости от поверхностных условий возможна как де градация ММП, так и их аградация.

Летом 2009 г. провели исследования ЭГП на автодороге Южно-Русское — Береговое, которые включали полевой и камеральный этапы работ. Проведены наблюдения по мар шрутам, описание точек наблюдения и измерения морфометрических характеристик ЭГП на природных и природно-техногенных объектах. Обследовали 68 км автодороги от Южно Русского месторождения до Берегового месторождения.

На участке км 0,0 – км 68 автодороги Южно-Русское — Береговое за 2004–2009 гг. вы явили 140 проявлений неблагоприятных и опасных экзогенных геологических процессов (таблица). Из них активными в 2009 г. были только 10. Из общего числа ЭГП на 104-х уча стках они проявляются отдельно, на 16 участках находятся в парагенезе, образуя комплексы из ведущего процесса и одного или нескольких сопутствующих процессов.

Количество зафиксированных ЭГП, явлений и образований на участке км 0,0 – км 68 автодороги Южно-Русское НГМ — Береговое ГКМ Номер Экзогенный геологический процесс 2004–2008 гг. 2009 г 1 Эрозия и термоэрозия 76 2 Солифлюкция и оползание грунтов 18 3 Подтопление 44 Пучение и просадки грунтов 4 Нет данных (деформации плит) 5 Термоденудация 2 На всех участках с проявлением термоэрозии она устранена за счет сооружения специ альных противоэрозионных конструкций. В 2009 г. эрозия отмечена только на 1 участке в виде небольшой, вновь образовавшейся, промоины. Из 38 самых больших участков подтоп ления, выявленных в 2004–2007 гг., на 32 установлены водопропуски в виде труб большого диаметра под полотном автодороги. Еще на 6 участках дренаж проведен вдоль автодороги в укрепленных георешеткой и щебнем канавах. В результате произошел спуск подпорных вод и осушение территории. Активная солифлюкция в 2009 г. отмечена на 1 участке в виде не большого образования в нижней части склона. Всего образований за 2004–2009 гг., связан ных с проявлением солифлюкции и оползанием грунтов, в полосе техногенного воздействия при строительстве автодороги, отмечено 18. Неравномерное пучение и осадка грунтов Нефть и газ тела насыпи автодороги в 2009 г. встречена на 2-х небольших участках ремонта, где уже проводилась планировка поверхности и замена плит.

Анализ полученных результатов мониторинга показывает, что большинство ЭГП до 2009 г. представлено эрозией (см. таблицу). Об этом же свидетельствуют результаты мони торинга предшествующих лет (2004–2008 гг.). В августе 2009 г. все участки с проявлением линейной эрозии были устранены. На широкое развитие эрозии и термоэрозии до проведе ния ремонтных работ на автодороге указывают повсеместно распространенные конусы вы носа в уступах склонов и долин рек, которые пересекает автодорога. Их площади составля ют сотни и тысячи квадратных метров. Выше по склонам от конусов выноса расположены противоэрозионные конструкции, в большинстве случаев имеющие длину несколько сотен метров. Распределение эрозии и, соответственно, противоэрозионных конструкций имеет тенденцию к увеличению от км 0,0 к км 68 (рис. 1).

Рис. 1.

Распределение эрозии, термоэрозии и аккумулятивных конусов выноса на автодороге Южно-Русское — Береговое Вторая группа процессов связана с проявлением солифлюкции и оползанием грунтов на склонах при планировке местности в период строительства дороги. При подмыве склонов концентрированными водными потоками и при снятии на них почвенно-растительного по крова на большой площади, связанными со строительством, также происходит активизация солифлюкции. Все проявления данной группы процессов связаны с поверхностями, в осно вании которых залегают сильнольдистые или сильно увлажненные, тиксотропные грунты.

Как правило, это прилегающие к обочинам автодороги склоны, находящиеся в непосредст венной близости от неё. Также на активизацию солифлюкции и оползание грунтов оказало влияние техногенное преобразование поверхности, которое проявилось в различном по глубине воздействии на почвенно-растительный покров, грунты сезонно-талого слоя и верхние слои ММП. Не менее важным фактором является площадь прилегающих к автодо роге склонов, на которой проведены работы. На некоторых участках проведения работ пря мые и вторично спровоцированные площадные нарушения поверхностных покровов со ставляют до нескольких тысяч квадратных метров. В 2009 г. склоновые процессы были наиболее распространенны на км 0,0–10 и км 60–70 (рис. 2), что связано с особенностями литологического состава, льдистостью пород, уклоном поверхности.


Рис. 2.

Распределение процессов солифлюкции и оползания грунтов на склонах, прилегающих к автодороге На двух участках, сложенных сильнольдистыми грунтами, выявлены процессы термо денудации. Вытаивание внутригрунтовых льдов и перенос грунтов вниз по склону привели Нефть и газ к снижению поверхности на 0,2–0,8 м на площади в несколько сотен квадратных метров.

Один из участков расположен между км 1,13–1,21 и второй — на км 2,20.

Устранение ЭГП на автодороге. Широко распространенные участки подтопления (38) в предшествующие годы (2004–2008 гг.) на период проведения работ в 2009 г. сохранились в виде одного протяженного участка длиной 280 м (км 4,74–5,03, км), что связано с перехо дом через естественный заболоченный и обводненный участок эрозионно-термокарстовой долины. На этом участке не происходит подпора воды, но обочины подтоплены из-за осад ки слабых по несущей способности грунтов основания автодороги и высокого уровня грун товых вод. На двух участках происходит периодическое затопление в весеннее время и за болачивание в летне-осенний период (км 61,3 и км 62). На бывшее подтопление указывает угнетенная и погибшая растительность на осушенной в настоящее время поверхности на трех участках автодороги (км 63,08, км 64,53, км 64,60). На остальных 32-х участках подто пления установлены водопропуски и поверхности осушены, следов подтопления не наблю дается. Характер распределения водопропусков показывает, как широко было распростра нено подтопление (рис. 3). На автодороге были выявлены и вынесены на карту участки под топления, которые при проведении ремонта автодороги устранили.

Рис. 3.

Распределение водопропусков через полотно автодороги и водостоков вдоль нее на бывших участках затопления до Устранение участков потенциального подтопления и затопления автодороги из-за водо пропусков под полотном автодороги показано на рис. 4. С увеличением количества глубоко врезанных долин ручьев и рек, которое прослеживается с востока на запад, происходит уменьшение количества водопропусков под полотном автодороги. Это связано с возраста нием потенциала рельефа, улучшающего возможности дренажа вдоль автодороги и после дующим стоком воды под мостовыми переходами.

Рис. 4.

Распределение водопропусков под полотном автодороги Неравномерное пучение и осадка грунтов тела насыпи, широко отмечаемая в предшест вующие годы при проведении мониторинга на автодороге, выявлена только на 2-х участках (км 10,10 и км 18,55). На этих участках уже проводились работы по планировке поверхно сти и замене плит.

Выводы На автодороге Южно-Русское – Береговое максимальное развитие получили эрозионные и термоэрозионные процессы. Они распределены на автодороге согласно расчлененности рельефа, связанного с глубиной вреза, и уклонами бортов долин рек, а также с длиной скло нов. В процессе строительства и начального этапа эксплуатации автодороги произошла резкая активизация эрозии и термоэрозии. В направлении от км 0,0 к км 68 происходит по Нефть и газ степенное увеличение количества размывов склонов, прилегающих к автодороге. На каж дые 10 км автодороги выявлены от 5 до 20 проявлений эрозии и термоэрозии в виде промо ин и оврагов, что указывает на увеличение потенциала эрозии.

На прилегающих к автодороге склонах развивались процессы солифлюкции и ополза ния тиксотропных грунтов. Их распространение не имеет четкой зависимости по длине автодороги и связано с локальными условиями распределения уклонов поверхности, техно генного воздействия на почвенно-растительный покров и свойствами грунтов, часто обла дающими высокой льдистостью и тиксотропностью.

Устранение участков подтопления проведено в полном объеме на всех 38 участках из-за устройства водопропусков в металлических трубах через полотно автодороги и обустройст ва противоэрозионных и водопропускных конструкций вдоль автодороги по закрепленным георешеткой канавам и металлическим водостокам.

Устранены все проявления эрозии и термоэрозии, что должно полностью предотвратить их активное воздействие на автодорогу в дальнейшем. Одновременно проведено укрепле ние склонов, прилегающих к наиболее эрозионно опасным участкам, что также предотвра щает опасность проявления солифлюкции и оползания тиксотропных грунтов.

Список литературы 1. Пособие к СНиП 2.05.07-85. Пособие по проектированию железных и автомобильных дорог промышленных предприятий в районах вечной мерзлоты.

2. Матвеев С. А., Немировский Ю. В. Армированные дорожные конструкции: моделирование и расчет. – Ново сибирск: Наука, 2006. – 336 с.

3. Санников С. П. Армирование несущих слоев из грунтов и каменных материалов объемными георешетками:

Дис. канд. техн. наук. - Тюмень, 2004. - 18 с.

4. Челобитченко С. А. Методика расчета и конструктивно-технологические решения армированного объемны ми георешетками земляного полотна на вечномерзлых грунтах. Дис. канд. техн. наук. - М., 2007. - 18 с.

5. Груздов А. В., Трофимов В. Т., Кашперюк П. И., Филькин Н. А. // Геокриология СССР. Западная Сибирь // Под. Ред. Э. Д. Ершова. - М.: Недра, 1989. - С. 303-307.

6. Баулин В. В. Многолетнемерзлые породы нефтегазоносных районов СССР. - М.: Недра, 1985. - 176 с.

7. Вечная мерзлота и освоение нефтегазоносных районов / Под ред. Е. С. Мельникова, С. Е. Гречищева. - М.:

Изд-во ГЕОС, 2002. - 402 с.

8. Губарьков А. А., Алешин Г. А., Идрисов И. Р., Кириллов А. В. // Известия вузов. Нефть и газ. - Тюмень:

ТюмГНГУ, - 2011, - №3. - С.7-13.

Сведения об авторах Губарьков Анатолий Анатольевич, к.т.н., старший научный сотрудник Субарктический научно-учебный поли гон ТюмГНГУ-ТюмНЦ СО РАН,. Тюменский государственный нефтегазовый университет, г. Тюмень, тел.:8(3452)688765, e-mail: agubarkov@mail.ru Идрисов Ильдар Рустамович, начальник отдела экологического аудита, ЗАО «Научно-производственный центр «СибГео», тел.:8(3452) Кузьменко Александр Николаевич, заместитель начальника департамента, ЗАО «Научно-производственный центр «СибГео», г. Тюмень, тел.:8(3452) Кириллов Александр Владимирович, заместитель директора по экологии, ЗАО «Научно-производственный центр «СибГео», тел.:8(3452) Gubarkov A. A., Candidate of Technical Sciences, senior research worker of Subarctic scientific-training ground of Tyumen State Oil and Gas University - Tyumen Scientific Center, SB RAS, Tyumen, phone:8(3452)688765,e-mail: agubar kov@mail.ru Idrisov I. R., head of department for ecological audit, CJSC «Research-and-production center «SibGeo», phone:

8(3452) Kuzmenko A. N., deputy head of department, CJSC «Research-and-production center SibGeo», phone: 8(3452) Kirillov A. V., deputy director on ecology of CJSC «Research-and-production center SibGeo», phone: 8(3452) УДК 502.559 (203): 629. СЕЙСМОГЕОЛОГИЧЕСКОЕ КАРТИРОВАНИЕ СЕЙСМОФАЦИАЛЬНЫХ КОМПЛЕКСОВ НЕОКОМА В ПРЕДЕЛАХ ПУР-ТАЗОВСКОЙ НЕФТЕГАЗОНОСНОЙ ОБЛАСТИ SEISMIC-AND-GEOLOGICAL MAPPING OF NEOCOMIAN SEISMIC-FACIAL COMPLEXES WITHIN PUR-TAZOVSK OIL-AND-GAS BEARING AREA OF WEST SIBERIA NORTH А. Р. Курчиков, В. Н. Бородкин, Ю. Л. Попов А. Р. Kurchikov, V. N. Borodkin, Yu. L. Popov ЗСФ ИНГГ СО РАН, ООО «Геология резервуара», ОАО «Русснефть», г.Тюмень Ключевые слова: Западная Сибирь, сейсмофациальный комплекс, резервуар, пласт, «бровка» пласта, клиноформа, региональный сейсмический профиль Key words: West Siberia, seismic-facial complex, reservoir, bed, wedge-form, regional seismic profile Нефть и газ При картировании и сейсмогеологическом анализе сейсмофациальных комплексов (СФК) необходимо использовать единый принцип выделения их как одноранговых объек тов, основанный на расчленении геологического разреза на циклиты и составляющие их элементы [1]. Сложившаяся в Западной Сибири система расчленения всего разреза неоком ских отложений на индексированные пласты и разделяющие их глинистые пачки отражает циклическое строение.

Сейсмогеологическому изучению регионального строения Западно-Сибирского нефте газоносного бассейна, прогнозу и картированию ловушек и залежей углеводородов (УВ) посвящены исследования А. Н. Бабурина, Н. М. Белкина, В. Н. Бородкина, И. А. Гаврилен ко, Е. А. Галагана, В. Я. Гидыона, Л. Ш. Гишгорна, А. Н. Задоенко, В. П. Игошкина, В. А. Конторовича, В. А. Корнева, В. И. Кузнецова, И. Я. Кунина, О. М. Мкртчана, А. М. Наумова, А. А. Нежданова, И. И. Нестерова (мл.), В. В. Огибенна, В. Г. Смирнова, Л. Е. Сокола, В. И. Соколова, Ю. Н. Суркова, Н. Н. Туманова, С. П. Тюнегина, В. П. Чет вертных, И. Л. Цибулина, Ю. А. Цимбалюка и многих других.

Положение границ клиноформной части СФК и принципы картирования их в плане подробно излагались нами [2], прибрежно-мелководная часть СФК неокома с запада огра ничивается переходом в клиноформное строение разреза и отождествляется с бровками прибрежно-мелководных пластов, восточные — с опесчаниванием и раскрытием покрышек резервуаров [3].

Положение бровки прибрежно-мелководных пластов определяется по увеличению пер воначального седиментационного (палеогеоморфологического) наклона поверхности верх него мелководного пласта при переходе в клиноформу, то есть по его перегибу и направ ленному разрастанию под ним толщин нижних слоев циклита.

Однако часто процесс увеличения седиментационного наклона и компенсирующего на ращивания толщин происходит постепенно и плавно. В этом случае край прибрежно мелководной зоны намечается с долей вероятности. На сейсмических разрезах восточная граница СФК (раскрытие покрышки) определяется по прекращению прослеживаемости отражения, картирующего кровельную часть разреза, бровка — по перегибу данного сейс мического отражения и перехода его из ундаформного в сигмовидное залегание [2]. Следу ет отметить, что восточная граница СФК, выделенная по данным бурения, не совпадает по сейсмической корреляции, последняя проходит восточнее. Данную зону мы [4] назвали линзовидно-прерывистым развитием покрышки (зона надводной аккумулятивной равнины, временами заливаемой морем), в пределах которой также в составе СФК, выявлены залежи УВ, но меньше по комплексу и запасам.


В соответствии с принятой схемой, прежде чем проводить сейсмическую корреляцию СФК, нами [4] выбран эталонный региональный сейсмический профиль, на котором выне сены все сейсмофациальные единицы с «привязкой» их к разрезам скважин.

При выборе эталонного разреза учитывались следующие основные моменты:

максимальная протяженность с востока на запад, что позволяет в полном объеме отобразить литолого-фациальную зональность неоком-юрских отложений, показать все СФК, выделенные в схеме [3] и их основные границы (опесчанивание покрышек, бровки прибрежно-мелководных пластов, границы клиноформ);

охарактеризованность эталонного разреза в четырехкилометровой зоне глубокими скважинами, вскрывшими полностью неокомский комплекс;

приуроченность профиля к переходной зоне по типу резервов от Северных к Цен тральным районам Западной Сибири, что повышает правомерность проведения корреляции СФК.

С учетом изложенного, в качестве эталонного принят 19 региональный сейсмический профиль [4].

В соответствии с проведенным расчленением неокомских отложений на СФК, с учетом стратиграфических разбивок, с «привязкой» сейсмических отражений к конкретным геологическим разрезам по скважинам, представлена сейсмогеологическая корреляция прибрежно-мелководных и клиноформных образований от эталонного разреза на север по линии региональных сейсмических профилей (рис. 1).

Нефть и газ Рис.1. Схема корреляции СФК по линии региональных сейсмопрофилей севера Западной Сибири На основании выполненной корреляции откартированы западные (бровки прибрежно мелководных пластов) и восточные (раскрытие ловушек) границы резервуаров и клино формных образований ачимовской толщи.

Показаны бровки шельфов резервуаров, выделенных в составе неокомского комплекса и клиноформные образования ачимовской толщи (рис. 2, 3).

Нефть и газ Рис. 2. «Бровки» мелководно-морских террас неокома Западной Сибири:

1— граница выхода палеозойских пород на поверхность;

2-бровки неокомских пластов;

3 —региональные профили ОГТ;

4 — граница субъектов РФ;

5 — залежи УВ в неокомском НГК;

6 — область распространения неокомских отложений;

7 — индекс пласта;

8 — граница исследованной территории Нефть и газ Рис. 3. Сводная карта площадного распространения клиноформных образований ачимовского НГК севера Западной Сибири В пределах Пур-Тазовской нефтегазоносной области и прилегающих территорий откар тированы границы резервуаров БТ10-11, БТ12-13, БТ14-16, БТ17-19 и изохронных клиноформных образований – Ач16-17, Ач18, Ач19 и Ач20.

Представленные схемы (см. рис. 2, 3) являются основой для палеогеографических ре конструкций неокомских отложений Западной Сибири и прогнозирования литологических и структурно-литологических ловушек УВ.

Нефть и газ Список литературы 1.Стратиграфо-корреляционная основа построения региональной сейсмогеологической модели неокомских шельфных и клиноформных отложений Западной Сибири / В. Н. Бородкин [и др.] // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. – М., ВНИИОЭНГ, 2003, №4–5.– С. 34–40.

2. Бородкин В. Н., Курчиков А. Р. Геологическое строение и перспективы нефтегазоносности ачимовской толщи севера Западной Сибири. – Новосибирск: Изд-во СО РАН, 2010.–138 с.

3. Стратиграфическое расчленение разреза неокомских отложений Западной Сибири на объекты исследования, их индексация и сейсмологическое картирование / А. Р. Курчиков [и др.] // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. – М.: ВНИИОЭНГ, 2011, №2.– С. 19-29.

4. Литолого-фациальная и литолого-палеогеографическая характеристика сейсмофациальных комплексов неоко ма севера Западной Сибири / В. Н. Бородкин [и др.] // Горные ведомости, - 2007, - №10.– С. 36-52.

Сведения об авторах Курчиков Аркадий Романович, д.г.-м.н., профессор, генеральный директор ЗапСибИПГНГ, заведующий кафедрой «Геология месторождений нефти и газа», Тюменский государственный нефтегазовый университет, г. Тюмень, тел.:8(3452)465827, е-mail: ARKurchikov@tmnsc.ru Бородкин Владимир Николаевич, д.г.-м.н., профессор, главный геолог, ООО «Геология Резервуаров», г. Тюмень, тел/факс.: (3452) 20-07-04, е-mail: info@geores.ru Попов Юрий Леонидович, ведущий специалист, ОАО «Русснефть», тел.:+7(3452) Kurchikov A. R., Doctor of Sciences in Geology and Mineralogy, RAS correspondent member, head of the Chair «Geolo gy of oil and gas fields» Tyumen State Oil and Gas University, Tyumen, phone: 8(3452) Borodkin V. N., Doctor of Sciences in Geology and Mineralogy, professor, chief geologist of the company «Geologia rezervuarov, Ltd.», Tyumen, phone:8 (3452) 20-07-04, е-mail: info@geores.ru Popov Yu. L., leading specialist, OJSC «Russneft», phone/fax:+7(3452)790777, е-mail: Tyumen@aton.ru _ Бурение скважин и разработка месторождений УДК 622.279. ПРИМЕНЕНИЕ ТЕХНОЛОГИИ ЖИДКОЙ ОБСАДНОЙ КОЛОННЫ ПРИ КАПИТАЛЬНОМ РЕМОНТЕ И РЕКОНСТРУКЦИИ СКВАЖИН APPLICATION OF LIQUID CASING STRING TECHNOLOGY AT WELLS MAJOR REPAIR AND RECONSTRUCTION IN THE FIELDS В. Б. Обиднов, Д. А. Кустышев, И. А. Кустышев, В. Э. Агасандян V. B. Obidnov, D. A. Kustyshev, I. A. Kustyshev, V. E. Agasandyan ООО «ОТО-ТМ», ООО «ТюменНИИгипрогаз»,г.Тюмень;

ООО «Атлас Интернэшнл», Москва Ключевые слова: технология, жидкая обсадная колонна, скважина, капитальный ремонт, реконструкция Key words: technology, liquid casing string, well, overhaul, reconstruction В настоящее время большинство месторождений природного газа Западной Сибири вступили в завершающую стадию разработки. На разрабатываемых месторождениях замет но снизилось пластовое давление (на 50% и более), скважины сильно обводнены, их приза бойная зона подвергнута разрушению с выносом частиц породы на поверхность. В этих условиях для сохранения проектных уровней добычи газа необходимо на должном уровне поддерживать техническое состояние эксплуатационного фонда скважин при своевремен ном и качественном проведении капитального ремонта скважин (КРС) либо бурения новых дополнительных скважин, или реконструкции ранее пробуренных скважин, например, бу рением боковых стволов [1, 2].

Одним из эффективных мероприятий по повышению качества строительства скважин является технология ОКЖ — обсадная колонна жидкая. Опыт бурения на площадях Иркут ской области показал высокую эффективность этой технологии, заключающейся в методи ческой обработке бурового раствора специальным материалом, временно создающим на стенке скважины надежную непроницаемую корку.

Компоненты ОКЖ представляют волокнистые материалы органической природы раз личной дисперсности, изготовленные из побочной продукции деревообрабатывающей про мышленности, сельского и лесного хозяйства. В состав ОКЖ входят молотая скорлупа кед рового ореха с размером частиц 150 мкм (рис. 1) и 500 мкм (рис. 2), а также гидролизный лигнин (рис. 3) при суммарной их концентрации в буровом растворе 75–210 кг/м3. Соотно Нефть и газ шение компонентов следующее: указанная скорлупа с размером частиц 150 мкм и 500 мкм составляет соответственно 5–70 кг/м3 и 5–100 кг/м3;

гидролизный лигнин 25–70 кг/м3. При приготовлении состава осуществляется предварительная обработка бурового раствора 2% (от его объема) гидрофобизатором ГКЖ-11Н и доведение его водородного показателя pH до 9,5 с помощью каустической соды [3].

Рис. 1. Молотая скорлупа кедрового ореха с размером частиц 150 мкм Рис. 2. Молотая скорлупа кедрового ореха с размером частиц 500 мкм Рис. 3. Гидролизный лигнин Нефть и газ Материал экологически безопасен, инертен по отношению ко всем известным компо нентам буровых растворов и другим технологическим жидкостям, включая растворы на нефтяной основе и синтетические. Следует иметь ввиду, что материал подвержен биораз ложению, особенно в нейтральной и кислой средах, именно поэтому при его использовании требуется поддержание pH раствора не менее 9,5.

Состав ОКЖ может быть использован: для предотвращения поглощений бурового рас твора;

снижения проницаемости корки бурового раствора;

снижения сил трения при враще нии бурильной колонны и проведении спуско-подъемных операций (СПО);

снижения веро ятности затяжек и прихватов;

закупоривания каналов поглощений в пористых и трещинова тых породах;

снижения фильтрации жидкости в пласт;

обеспечения качественного цемен тирования скважин;

изоляции микротрещин и истощенных коллекторов;

предотвращения загрязнения призабойной зоны пласта (ПЗП);

обеспечения безаварийного проведения гео физических исследований в скважине.

ОКЖ может применяться в буровом растворе на водной и углеводородной основах, а также в солевом растворе. Состав не токсичен, нерадиоактивный, биоразлагаемый, раство рим в 15 %-ной соляной кислоте, термоустойчив до 200С, не вызывает затруднений при регулировании реологии, улучшает реологические свойства бурового раствора.

Существуют модификации ОКЖ, предназначенные для применения в условиях высоких температур (до 200 С) и перепадов давлений (максимальная репрессия — 20 МПа, макси мальная депрессия — 2 МПа), а также для борьбы с катастрофическими поглощениями бурового раствора.

В зависимости от конкретных условий и решаемых задач, технология ОКЖ предусмат ривает постоянное поддержание определённой концентрации материала в растворе и/или периодическое прокачивание высококонцентрированных пачек.

Применение технологии ОКЖ может успешно заменить многие технически более слож ные и дорогостоящие мероприятия, например, модернизация всего растворного хозяйства, в случае использования высокотехнологичных промывочных жидкостей, бурение на депрес сии, использование профильных перекрывателей, двухступенчатое цементирование и др.

Технологию «ОКЖ» возможно применять при бурении продуктивных горизонтов, в том числе при аномально низких пластовых давлениях (АНПД);

при бурении многозабойных (МЗС), горизонтальных (ГС) и наклонно направленных (ННС) скважин с большими отхо дами ствола от вертикали.

Исходя из достоинств ОКЖ (уменьшение количества осложнений и аварий в процессе бурения, получение качественного цементного камня за колонной, сокращение поглощений жидкости, сохранение коллекторских свойств пласта) и опыта работы с этим составом мож но рассмотреть возможность его применения при проведении капитального ремонта сква жин.

В настоящее время для глушения скважин на месторождениях Западной Сибири приме няются технологии с использованием блокирующих композиций, таких как торфо щелочной наполнитель, хлорид магния, полимерно-колоидный раствор (ПКР) и полимер Робус-Г [4, 5, 6], имеющие недостаточную эффективность. Поэтому оценить возможность применения новой технологии на месторождениях Западной Сибири актуально и своевре менно.

Перед глушением скважины с помощью ОКЖ (рис. 4) в зоне перфорации размещают вязкую пачку на основе отфильтрованного солевого раствора, например, хлорида натрия, заданной плотности, обработанного гидрофобизатором ГКЖ-11Н с концентрацией 2% от объема солевого раствора, либо крахмалом или биополимером с добавлением в солевой раствор определённого количества скорлупы кедровых орехов вначале крупной фракции (помола) с размером частиц 150 мкм, а затем — мелкой фракции (помола) с размером час тиц 500 мкм, и, в заключении, расчетное количество гидролизного лигнина по ТУ 64-11-05-87 и раствора каустической соды для доведения водородного показателя вяз кой пачки блокирующего раствора pH до 9,5 с.

Данная операция, проведенная в указанной последовательности, позволяет установить временный гидравлический барьер между перфорационными каналами и скважиной.

Следует помнить, что при закачивании в скважину «ОКЖ» возможны кратковременный рост давления на насосах, а также некоторое поглощение блокирующей вязкой пачки. По глощение блокирующей вязкой пачки должно прекратиться в течение 10-15 мин.

В случае, если поглощения за этот промежуток времени не прекратятся, следует прекра тить работы по глушению скважины и начать работы по блокированию пласта другим, бо Нефть и газ лее вязким составом. После установки блокирующего состава в интервале перфорации, проводится глушение скважины жидкостью заданной плотности, например, того же хлори да натрия, либо хлорида кальция или калия. Наличие барьера позволяет иметь плотность жидкости глушения, превышающую гидростатическое давление более чем на 10%, не боясь вызвать ее поглощение.

Рис. 4. Последовательность глушения скважины с использованием ОКЖ Глушение скважины проводится с периодическими выпусками газа из газовой шапки на факел. После заполнения ствола скважины жидкостью глушения скважина оставляется на технологическую выстойку не менее чем 12 ч с периодическими выпусками газа из газовой шапки на факел. После завершения технологической выстойки проводится в обязательном порядке выравнивание плотности жидкости глушения в трубном и затрубном пространст вах скважины циркуляцией в течение двух циклов.

В заглушенной с помощью ОЖК скважине проводятся запланированные ремонтные ра боты, в том числе гидравлический разрыв пласта (ГРП). При необходимости очистки сква жины и внутрискважинного оборудования проводятся дополнительное закачивание в сква жину и циркуляция растворов вязкоупругих пачек.

После завершения ремонта скважины проводится кислотная обработка призабойной зо ны и очистка интервала перфорации от ОКЖ потоком пластового флюида.

Одновременно с капитальным ремонтом скважин возможно его применение при рекон струкции скважин методом бурения бокового ствола (БС). В этом случае отпадает необхо димость обсаживания нового ствола традиционными обсадными трубами. Тем не менее, в процессе бурения бокового ствола в непродуктивных, но проницаемых пластах, следует осуществлять периодическое прокачивание раствора, обработанного ОКЖ, не менее чем через каждые 24 часа. Причем объем каждой пачки будет зависеть от соотношения диамет ров бурильных труб и открытого ствола из расчета перекрытия не менее 300 м кольцевого пространства в открытом стволе, например, при диаметре бурильных труб 89 мм и диаметре скважины 191 мм объем исходного раствора будет составлять 7 м3. При бурении под хво стовик-фильтр объемы пачек будут зависеть от времени воздействия ОКЖ на стенку сква жины. При первичном вскрытии продуктивного пласта с помощью ОЖК для защиты их от загрязнения в обязательном порядке следует предусматривать периодическое прокачивание раствора ОКЖ через каждые 5–10 м проходки в зависимости от геологических условий, но не реже, чем один раз в 24 часа. При этом минимальная суммарная концентрация компо нентов ОКЖ составляет 75 кг/м3 в соотношении крупные фракции скорлупы кедровых оре хов до 150 мкм / мелкие фракции до 500 мкм / гидролизный лигнин до 70 мкм равняется 45 / 5 / 25.

Но большее применение возможно при строительстве многозабойных скважин, имею щих несколько необсаженных боковых стволов.

Применяя ОКЖ, можно устранить необходимость спуска обсадных колонн в новые бо ковые стволы, а следовательно, в разы снизить себестоимость этих скважин.

Нефть и газ Преимуществом нового состава является его доступность, хотя по сравнению с торфо щелочным наполнителем, он более трудоемок и более затратен. Достоинством нового со става является его закупоривающая способность каналов поглощений в пористых (сеноман ские и валанжинские отложения Западной Сибири) и трещиноватых (ачимовские отложения Западной Сибири и отложения Восточной Сибири) породах за счет взаимодействия лигнина скорлупы орехов как природного полимера с гидролизным лигнином на микронном уровне.

Состав достаточно легко удалим, так как является биоразлагаемым составом, с помощью кислотной обработки, например, соляной кислотой, хотя и другие полимерные составы (Робус-Г и ПКР) обладают такой же способностью.

Одним из применений рассматриваемого состава является возможность его использова ния при гидравлическом разрыве пласта. Зачастую для предотвращения обратного вымыва ния проппанта из трещин разрыва приходится закачивать в скважину вслед за проппантом специальную блокирующую жидкость [7]. Использование в процессе гидравлического раз рыва в качестве проппантоносителя ОКЖ позволит в разы сократить затраты на проведение гидравлического разрыва пласта в пористых и трещиноватых коллекторах.

Интересен вариант применения состава ОКЖ в качестве, так называемого, «жидкого па кера» при селективной или поинтервальной изоляции притока пластовых вод.

В этом случае нижележащий интервал, в котором не планируются работы по водоизо ляции (ВИР), может быть заполнен рассматриваемым составом. Данный состав не позволит закачиваемым водоизоляционным композициям попасть в изолированный им интервал, обычно высокопроницаемый, наоборот, он обеспечит проникновение водоизоляционной композиции в низкопроницаемый обводненный интервал. По завершению водоизоляцион ных работ обработанный интервал докрепляется цементным мостом, разбуриваемый после окончания затвердевания цемента (ОЗЦ), а нижележащий высокопроницаемый интервал, заполненный ОКЖ, обрабатывается кислотным раствором. ОКЖ разрушается, а интервал осваивается.

Применение состава ОКЖ на месторождениях Западной Сибири заслуживает внимания и рекомендуется к внедрению при проведении капитального ремонта или реконструкции скважин.

Список литературы 1. Ермилов О. М. и др. Добыча газа и газоконденсата в осложненных условиях эксплуатации месторождений / О. М. Ермилов, А. Н. Лапердин, С. И. Иванов;

Отв. ред. А. Э Конторович.- Новосибирск: Изд-во СО РАН, 2007.- 291 с.

2. Кустышев А. В. Сложные ремонты газовых скважин на месторождениях Западной Сибири.- М.:

ООО «Газпром экспо», 2010.- 255 с.

3. Пат. 2383575 РФ. С 09 К 8/035. Способ создания обсадной колонны жидкой / В. Э. Агасандян (РФ). № 2008133889, Заяв. 20.08.08;

Опубл. 10.03.10.

4. Пат. 2309177 РФ. С 09 К 8/84. Состав для блокирования призабойной зоны пласта высокой проницаемости или трещин, образующихся в процессе гидравлического разрыва пласта и закрепленных проппантом, и глушения газовых скважин / В. Б. Обиднов, А. В. Кустышев и др. (РФ). - № 2006116076, Заяв. 10.05.06;

Опубл. 27.10.07, Бюл. № 30.

5. Пат. 2346149 РФ. Е 21 В 43/12. Способ глушения низкотемпературной газоконденсатной скважины в условиях АНПД / В. Б. Обиднов, А. В. Кустышев, Д. А. Кустышев и др. (РФ).- № 2006142117, Заяв. 28.11.06;

Опубл.10.02.09, Бюл. № 4.

6. Пат. 2347066 РФ. Е 21 В 43/12. Способ глушения пакерующей газовой скважины в условиях АНПД / В. Б. Обиднов, А. В. Кустышев, И. А. Кустышев (РФ).- № 2006142116, Заяв. 28.11.06;

Опубл. 20.02.09, Бюл. № 5.

7. Пат. 2324050 РФ. Е 21 В 43/26. Способ гидравлического разрыва пласта газоконденсатной скважины / В. Б. Обиднов, А. В. Кустышев, Д. А. Кустышев и др. (РФ).- № 2006122771, Заяв. 26.06.06;

Опубл. 10.05.08., Бюл.

№ 13.

Сведения об авторах Обиднов Виктор Борисович, к. т. н, заместитель директора филиала ООО «ОТО-ТМ» в г. Лангепас, тел.:

8(3452) Кустышев Денис Александрович, аспирант, научный сотрудник ООО «ТюменНИИгипрогаз», Тюменский государственный нефтегазовый университет, г. Тюмень, тел.: 8(3452) Кустышев Игорь Александрович, к. т. н., главный специалист ООО «ТюменНИИгипрогаз», доцент кафедры «Бурение нефтяных и газовых скважин», Тюменский государственный нефтегазовый университет, г. Тюмень, тел.:

8(3452)286- Агасандян Валерий Эдвинович, генеральный директор ООО «Атлас Интернэшнл», Москва, тел.:

8(3452) 286- Obidnov V. B., Candidate of Technical Sciences, deputy director of «OTO-TM, LLC.» affiliate, Languepas, phone:



Pages:   || 2 | 3 | 4 | 5 |
 





 
© 2013 www.libed.ru - «Бесплатная библиотека научно-практических конференций»

Материалы этого сайта размещены для ознакомления, все права принадлежат их авторам.
Если Вы не согласны с тем, что Ваш материал размещён на этом сайте, пожалуйста, напишите нам, мы в течении 1-2 рабочих дней удалим его.